低渗透油田的采收率

1、 低渗透油田开发的 采收率问题1要点：1 影响采收率的因素2 采收率标定的基本原则3 采收率标定方法4 低渗透油田采收率标定方法选择的注意事项5 低渗透油田的采收率5.1 低渗透油田的驱油效率5.2 低渗透油田的波及效率5.3 低渗透油田采收率的矿场实例6 提高采收率的途径2油田可采储量和采收率油田可采储量是指在相应的工艺技术和经济条件下，能够从油田中采出的石油总量。采收率是可采储量与原始地质储量的比值。可采储量和采收率是制定油田开发规划的物质基础，是石油储量利用程度的指标，是评价油田开发效果，制定调整挖潜方案的依据。随着对储层性质和开发状况的进一步认识，和开发技术的提高，各不同开发阶段对采收

2、率的评价是不同的。不同开发阶段，及时对剩余可采储量和采收率进行计算和修正是必要的。对正在开发油田，剩余可采储量更有意义。3（一） 影响采收率的因素采收率是受多种影响因素制约的综合性指标。影响因素大体可分为地质因素、开发因素和经济因素三大类：地质因素，属于油藏所固有的条件；开发因素，与人为的开发方式和工艺措施有关；经济因素，与当时的经济条件有关。4 （一） 影响采收率的因素主要影响因素归纳如下：（1）油藏类型，如构造、断块、岩性和裂缝性等；（2）油藏物性，如孔隙度、渗透率、含油饱和度、孔隙结构特征、 连通性和非均质性等；（3）流体性质，如原油粘度、体积系数、饱和压力、油层温度等；（4）岩石与流体

3、的相关特性，如油水过渡带大小、润湿性等；（5）有无天然能量，如油田气顶、边水和底水，以及天然能量的可利用程度；（6）开发方式，如消耗式开采、注水等；（7）井网密度、压力系统和开采速度等；（8）开采工艺技术水平和增产措施应用规模与效果；（9）经济因素，主要有油藏埋藏条件、地理条件、气候条件、原材料及原油价格变化等。5 （二）采收率标定原则 （1）根据油田地质特征、开发方式和开发阶段选用适宜的采收率计算方法。（2）标定一个油田的采收率不能只用某个单一的计算方法，并把单一的计算结果作为目标值。应依据油田地质特征和开发方式，选用多个有关的计算方法，并对这些计算结果进行综合分析，选用合理值。（3）分阶段

4、标定。在油田开发的各不同时期，随着开发技术的提高和经济条件的变化，采收率值也会相应变化。分阶段适时对油田采收率进行标定，既可评价开发措施的效果，也可预测采收率的目标值。（4）采收率和可采储量标定后，还需应用生产数据进行跟踪监测，通过开发实践检验标定结果的可靠性。同时，为下一阶段的标定工作提供依据。6（三）采收率标定方法采收率标定方法很多。对不同类型油田、不同的开采方式和不同开发阶段，应根据油田的地质特征和开发条件，选用适宜的采收率计算方法。钻探阶段及开发初期采收率估算方法：主要包括经验公式法、实验室法、图版法、水动力学法和油藏数值模拟法。开发中、后期采收率计算方法：包括水驱特征曲线法、产量递减

5、曲线法，和水淹区密闭取心检查井法。7 （四）低渗透油田采收率标定的 注意事项低渗透油田的储层特征和开采方式，对采收率有较大的影响，在标定采收率时应予以考虑。（1）目前采收率标定方法中，适合中高渗透性油田的居多，而适用于低渗透油田的方法甚少。因此，在选择采收率标定方法时要特别注意这些方法的渗透率适用范围。（2）井网密度对低渗透油田开发的采油速度和采收率都有重大影响。（3）低渗透油田通常非均质性较为严重，对采收率有影响。（4）对裂缝性低渗透油田布井方式对采收率有较大的影响。（5）开采方式不同，开发效果不同，采收率不同。8（五）低渗透油田注水开发的采收率9油田注水开发的采收率105.1 低渗透油田注

6、水开发的 驱油效率 11对一个具体油藏，原始含油饱和度是储层原始条件决定的。储层性质、原油性质、开发方式决定了剩余油饱和度。因此，剩余油饱和度决定了驱油效率。12 5.1.1 剩余油的概念任何油藏都不可能把储层中的原油全部开采出来。人们研究各种提高采收率的方法，是尽量多地采出原油，使滞留在储层中的剩余油尽量少。对于一个具体油藏，在一定的开采方式下能够采出最大数量的原油，而仍被滞留在储层的原油称为剩余油，或者称为残余油。在注水开发结束时（即最终不再产油，或者产油量低于经济极限产量），注入水扫过的部分仍存在一定数量的剩余油，称为水驱剩余油。剩余油饱和度的大小决定了驱油效率。驱替结束之后，被圈闭在储

7、层中的剩余油饱和度的大小取决于诸多因素，例如：储层的渗透率、润湿性，岩石的微观非均质性，驱替流体的性质及驱替条件等等。在油田开发中剩余油饱和度决定了水驱油的最大驱油效率，同时它也是在被注入水扫过部分实施提高采收率方法（EOR）的初始含油饱和度。135.1.2剩余油分布特征储层岩石润湿性不同，水驱剩余油微观分布是不同的。强水湿岩石：剩余油是以不连续油滴或段塞状存在于孔隙中部。145.1.2剩余油分布特征油湿岩石：剩余油则是粘附在孔隙壁上。155.1.2剩余油分布特征从微观的角度看，许多作为分散相的油滴被滞留在连续相（水）之中，称为圈闭，或捕获，滞留（Entrapment）。剩余油被圈闭部位主要有

8、以下几种：孔喉结构中形成的剩余油横向孔道中形成的剩余油盲孔中的剩余油弯道涡流形成的剩余油微观非均质性形成的剩余油油水相间段塞形成的剩余油亲油岩石形成的剩余油高凝油油藏冷伤害所形成的剩余油16 5.1.3 润湿性对 剩余油饱和度的影响 储层岩石润湿性不同,原油粘度不同，随着注入水量增大（PV数），水驱剩余油形成过程也是不同的。175.1.3 润湿性对 剩余油饱和度的影响 原油粘度同为2.5厘泊水湿岩石:随着注入水量增大（PV数），含油饱和度急剧降低。当降低到某一定程度时，含油饱和度又急剧变缓，迅速达到剩余油饱和度，驱替过程象是突然结束一样。实验中含油饱和度突然变缓时的注水PV数约在1.3左右。1

9、85.1.3 润湿性对 剩余油饱和度的影响混合润湿岩石:混合润湿岩石与水湿岩石相比，含油饱和度降低幅度较缓慢。在注水25PV之后也未达到“残余”饱和度。说明，混合润湿岩石的剩余油饱和度，明显低于水湿岩石的剩余油饱和度。 但是，这种较低的剩余油饱和度是在很长的时间，和很大注水量的情况下得到的。在油田开发实际中可能并非经济的，所以通常只取经济极限时的含油饱和度。195.1.4 原油粘度对 剩余油饱和度的影响同为混合润湿岩石原油粘度分别为2.5厘泊和0.8厘泊0.8厘泊原油的剩余油饱和度明显较低20 5.1.5 剩余油饱和度与毛管力和粘滞力 的相关关系毛细管数毛细管数：Moore和Slobod用水湿

10、岩石进行了大量实验，并运用量纲分析和标配原则，提出将剩余油饱和度视为代表粘滞力同毛管力之比的无量纲数组的函数： 215.1.5剩余油饱和度与毛管力和粘滞力 的相关关系毛细管数5.4.2 剩余油饱和度和毛细管数的关系随着毛细管数的增大，剩余油饱和度减小。曲线有一个较明显的拐点，大约出现在毛细管数为106107的范围内。在此之前，即毛细管数107的范围内，岩心中含油饱和度变化不大。而在此之后，即毛细管数106的情况下，随毛细管数的增大，剩余油饱和度明显减小。225.1.5剩余油饱和度与毛管力和粘滞力 的相关关系毛细管数5.4.3 毛管力和粘滞力对剩余油饱和度的影响235.1.6 低渗透油田的驱油效

11、率驱油效率与渗透率的关系曲线245.1.6 低渗透油田的驱油效率在高渗透的范围内，驱油效率和渗透率值大小无关。在低渗透的范围内，渗透率越低，驱油效率越低。对于砂岩岩心，驱油效率开始发生变化的渗透率值约为50103m2。 255.2 低渗透油田注水开发的 波及效率低渗透油田在注水开发的情况下，波及效率和下列因素有关：储层的非均质性储层裂缝系统井网井距注水方式26（六）提高采收率的途径6.1 低渗透储层提高驱油效率分析毛细管数越大，驱油效率越高。增大毛细管数的途径有如下几点； 提高驱替速度； 提高驱替剂粘度； 降低油水界面张力。27（六）提高采收率的途径对于低渗透储层，大幅度提高提高驱油效率实际上难度很大，可选择的余地也较小。主要原因是：提高驱替剂粘度和降低油水界面张力，这两种驱替剂的成本很高